2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势-RMI

2023.052023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势I繁荣的低碳未来。落基山研究所致力于借助经济可行加速能效提升,推动可再生能源取代化石燃料的能源结构转变。落基山研究所在北京、美国科罗2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/2者落基山研究所∶陈梓浩,高硕,刘雨菁,刘子屹清华四川能源互联网研究院∶王康落基山研究所∶李婷,田嘉琳,周勤作者姓名按姓氏首字母顺序排列。刘雨菁,yujingIiu@rmi·0rg;高硕,sga0@rmi·0rg刘雨菁,王康,高硕,刘子屹,陈梓浩,2023电力市场化改革洞察∶面向市场参与者的20大趋势,落基山研究所,20232023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/3引言全球能源危机与"双碳"背景下,中国电力市场化改革加速破浪前行···6第一章2015年以来电力市场化改革的总体思路和进展 9"管住中间、放开两头"∶建立和完善输配电价体系,理顺电价形成机制 9循序渐进∶省级电力市场化进程的五个组成部分 10经营性用户全面参与交易∶建设批发与零售两级市场,扩展发用电双方交易主体 12更广地域内的电力流动∶省间与区域电力市场 132021-2022年电力市场化改革重点 142023-2025年电力市场化改革趋势展望 14第二章中长期电力交易 1601中长期市场将迎来更多市场主体,交易占比维持高位,交易总量快速增长 1602煤电继续发挥价格基石作用,未来电价将持续反映新能源占比的变化 1703优先发电电源逐步入市,与煤电机组同场竞争,资产经营风险增加 1904多年合约机制有望进一步完善,逐渐成为可再生项目主要风控手段之一 2005作为与现货市场衔接的必然手段,中长期分时段交易将进一步推广 21第三章现货电力交易 2306现货市场加速推进,预期十四五期间省级市场全面建成 2307现货市场限价将逐步放松,但其对中长期价格传导作用仍然受限 2508省间与区域现货市场初见雏形,有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒 2709储能迈出参与现货市场第一步,但其收益恐难达到理论预期水平 282023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/4/52023电力市场化改革洞察/5第四章零售市场 2910随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出,售电公司将迎来更大市场 2911售电公司"洗牌"持续,短期内发售一体企业优势维持,长期看风控和客户服务是核心竞争力 3012电力零售套餐开始体现差异化设计,更好满足用户对价格波动的风险偏好 31第五章辅助服务市场 3213新版"两个细则"呼应新型电力系统建设,新增适应新能源发展的辅助服务品种 3214调峰辅助服务融入现货市场,调频、备用辅助服务市场化发展,其他辅助服务品种补偿机制优化调整 3315辅助服务供给主体扩维,服务成本开始向下游传导 3516辅助服务市场利好新型储能,但难以成为其主要收入来源 36第六章容量市场与容量补偿机制 3717容量机制从目前少数省份起步,将进一步优先覆盖新能源比例较高且现货市场连续试运行的省份 3718短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流,且有望进一步分时段细化 38第七章输配电价格机制 4019多种储能资产或将重新纳入成本核算范围,输配电价继续下探空间有限 4020增量配网进展速度不及预期,微电网、源网荷储一体项目或将成为配电业务发展改革新渠道 42参考文献 44引言全球能源危机与"双碳"背景下,电力体制改革"5号文件"率先打破电力系统的垂直一体模式格局,实现了"厂网分离";2015年的"9号文件"及点。向适应"双碳"理念、推动"双碳"进程的方向发展。作为社会经济繁荣发展的托底基石,电力行业同时也是助力"碳达峰、碳中和"目标实现的关键抓手。一方面,电力行业是国内二氧化碳排放最大的行业来源,年排放量达40%左右,充分发展利用技术相对成熟的低零碳发电技术,可以在中短期内快速推动低零碳转型;另一方面,工化,因而推动电力低零碳发展将对全社会、全行业的"双碳"进程带来溢出效应。电力行业的"双碳"进程,不仅需要技术创新作为"硬件"支撑,还需要市场改革作为"软件"赋能。2021年10月,作为"双碳"目标"1+N"政策体系的顶层设计,中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理消费、积极发展非化石能源;另一方面也要继续深化能源体制机制改革,特别是继续全面推进电力市场化改革、完善电力等能源品种价格市场化形成机制,支撑可再生能源和储能等技术的大规模发展。在"双碳"顶层设计的指导下,为了"推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统",国家发展和改革委员会、国家能源局于2022年1月联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,提出"推进适应能源结构转型的电力市场机制建设","构建适应新型电力系统的市场机制",并"提升电力市场对高革的目标和方向∶到2030年,一个适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系将基本建成。电力市场化建设,已成为赋能"双碳"进程的重要行动。回顾"电改"的历程,我们看到改革的行动也正在多个目标中调整锚点和寻找平衡,不仅关注如何引入竞争、提升效率和优化资源配置,也关注如何在保障电力系统低碳稳定运行的前提下进一步提高零碳电力渗透率。实际上,随着各国可再生发电渗透率的持续提升,这一问题已经成为全球议题。特别是在2021到2022年间,在全球能源危机和国内季节性缺电叠加的背景下,电力市场支撑高比例可再生电力系统的重要性和迫切性达到了前所未有的高度。欧洲可再生电力渗透率水平领先全球,其电力市场也相对成熟,但在全球能源危机的冲击下也正在寻求进一步的电力市场化改革,旨在增加可再生发电占比的同时提高电力系统灵活性,从而可以在满足气候承诺的前提下为电力消费者和本土制造业提供更多保护。在此背景下,未来几年对中国实现碳达峰和持续推进电力市场化改革至关重要。首先,目前各省在现货市场和辅待进一步巩固基础、形成连续机制。第二,在可再生多年合约这样的长周期交易方面,目前的机制尚未真正发挥稳定投资预期、大规模吸引社会资本的作用,仍然有很大改善空要打破行政壁垒、优化资源配置。我们判断,上述提到的几个方向,在接下来几年都会有比较密集的改革动作,需要保持密切关注。2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/6/72023电力市场化改革洞察/7革_通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路》,立足于2030年基本建成适应新型电力系统要求的全国统系这一总体目标,深入探讨了适合国情且更有利于零碳电力增长与新型电力系统建设的电力价格机制。我们还深入到省级层面,在《西北地区电力系统低碳转型探索_打造零碳电力系统的青海样本》中,针对海省在2030年基本建成零碳电力系统的目标,提出了分步推进到省内电力市场建设的路线图。上述专题报告更多着眼于较长的时间维度,并回答"电力市场应该如何改革"的问题。从今年开始,我们也将聚焦更短的时间维度,以年度回顾和展望报告的形式,回答"电力市场化改革接下来会发生什么"的问题,期望为国内外关注中国电力市场化改革进程的读者提供兼顾广度与深度的阶段性洞察,并助力电力市场多方参与者更好地建设电力量市场、输配电价的思路,细化回顾近期市场建设进展,并展望未来一至三年内电力市场化发展趋势。此外,我绿电的角度来解读机制变化。图表ES2023-2025年中国电力市场化改革的20大趋势总结01中长期市场将迎来更多市场主体,交易占比维持高位,交易总量快速增长02煤电继续发挥价格基石作用,未来电价将持续反映新能源占比的变化03优先发电电源逐步入市,与煤电机组同场竞争,资产经营风险增加04多年合约机制有望进一步完善,逐渐成为可再生项目主要风控手段之一05作为与现货市场衔接的必然手段,中长期分时段交易将进一步推广06现货市场加速推进,预期十四五期间省级市场全面建成07现货市场限价将逐步放松,但其对中长期价格传导作用仍然受限08省间与区域现货市场初见雏形,有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒09储能迈出参与现货市场第一步,但其收益恐难达到理论预期水平场11售电公司"洗牌"持续,短期内发售一体企业优势维持,长期看风控和客户服务是核心竞12电力零售套餐开始体现差异化设计,更好满足用户对价格波动的风险偏好/82023电力市场化改革洞察/8市场13新版"两个细则"呼应新型电力系统建设,新增适应新能源发展的辅助服务品种市场化发展,其他辅助服务品种补偿整15辅助服务供给主体扩维,服务成本开始向下游传导16辅助服务市场利好新型储能,但难以成为其主要收入来源17容量机制从目前少数省份起步,将进一步优先覆盖新能源比例较高且现货市场连续试18短期内基于容量成本的行政定价仍会是容量机制的主流,且有望进一步分时段细化机制19多种储能资产或将重新纳入成本核算范围,输配电价继续下探空间有限进展电力市场化改革是中国电力体制改革的核心任务之一。在2002年"电改"实现"管办分开、厂网分开"的基础上,2015年"9号文"开启的新一轮电改,将推进电价改革、完善市场化交易体系等作为改革的重点任务。八年以来,电价改革与电力市场建设取得了长足的进展,为进一步建设全国统一电力市场体系和构建新型电力系统提供2015年以前,国内电力价格体系是"上网电价+目录电价"模式∶行政主管部门制定面向发电方(电网支付给发电厂)的上网电价和面向用电方(电网向用户收取)的目录电价。2015年开始,在"管住中间、放开两头"的理念下,国家分三批逐步推动核定省级输配电价(图表1),按"准许成本+合理收益+税金"的形式确定输配电价,形成"上网电价+输配电价+政府性基金及附加=销售电价"的工商业电价顺价模式(图表2),为推动电力市场化改革、配电环节进行了增量配电业务改革,引入社会资本图表1输配电价改革进程首批试点(5)湖北、安徽、云南、贵州、宁夏全面推广(14)蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、福建、山东、河南、海南、甘肃、青海、新疆2020-2022年第二监管周期省级输配电价核定完成201420152016·32016·920172020早期探索(2)蒙西、深圳"电改"启动第二批试点(12)北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西省级(除西藏)输配电价核定全面完成开始制度化运行2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/9/102023/10电力中长期交易电力现货交易调峰辅助服务市场辅助服务市场(除调峰外)容量补偿机制/容量市场电能量辅助服务容量电力中长期交易电力现货交易调峰辅助服务市场辅助服务市场(除调峰外)容量补偿机制/容量市场电能量辅助服务容量图表2工商业电价顺价模式示意图发电侧发电侧用电侧上网电价发电侧与用电侧通过市场交易形成归属发电厂收入十输配电价政府核定归属电网公司收入十政府性基金及附加政府核定=销售电价依据左侧三个组成部分确定用户支付价格国内电力系统运行与管理以省为实体,这一特性确定了"省级电力交易+省间电力交易"两个空间尺度的市场构和重点事项之一。省级电力市场建设不可能一蹴而就,它首先需支撑电价从计划体制向市场体制平稳过渡,而后需健全完善交易品种,实现对电力系统各功能的系统性覆盖。截至目前,国内省级电力市场进程可划分为五个主要部分(如图表3)。图表3国内省级电力市场组成及发展进程从从多日到多年尺度的电能量交易,以年度和月度交易为主包括日前和日内电能量交易,两批共14个省级试点,正向全国推广针对日内调峰设计,逐步向现货市场和调节型容量市场转变面向调频、备用、无功补偿、灵活爬坡、转动惯量等辅助服务品种维持系统充裕度,激励可用发电容量,提高电力供应韧性/112023/11电力中长期交易指发用电双方从多日到多年尺度的电能量交易,是省级电力市场建设中最先开始的步骤,也是电,例如以年度尺度交易/计划作为电力运行的核心参考、价格水平长期稳定等,这长期交易成为计划体制向市场体制转换的桥梁。年度和月度为代表的中长期交易为发用电双方提供具有相对确定性的电量和价格预期,实现对冲短时电力价格波动的作用。量交易,通常以每15分钟一个单元,每日96个单元组织交力现货市场是发现实时电力电能量价值的基础,理论上电力现货市场价格及波动是电力中长期交易价货市场建设工作已在各省普遍展开(图表4)。图表4电力现货市场建设进程南方(以广东起步)成为首个试运行的试点第二批试点(6)湖北非试点省份(7十)重庆、陕西、宁夏、青海、江西、冀南、黑龙江等2017·82018·82019·52021·52022首批试点(8)公布南方(以广东起步)、蒙西、东、福建、四南方(以广东起步)实施了国内算运行调峰辅助服务市场是较早展开试点的市场种类。其交易主要在发电机组之间展开,可调度机组(通常为火电机组)在日时间尺度竞争调节(调降)发电机组出力,用于对冲新能源发电的波动性,从而促进新能源更高比例消独的调峰服务,而是通过现货市场实现相应功能;在国内现货市场建成之前,可认为调峰辅助服务市场承担了现货市场的部分任务。随着现货市场的建立和扩展,调峰辅助服务市场机制也在发生变化,正逐渐向调节型容量市场转型,以激励火电机组进行深度调峰改造。Tmi.0Tg/12202Tmi.0Tg/12售电公司售电公司偿辅辅助服务品种的定价方式存在差异。目前,已有市场建设的省区中,辅助服务市场一般以调频辅助服务(二次调频)为主要品种,主要由发电侧提供服务并分摊成本。e·容量补偿机制或容量市场容量补偿机制或容量市场,是电力市场化体系下,为确保远期电力系统充裕度,而设立的交易品种。一般国际实践中,容量服务通常由发电方提供,由用电方购买。顾名思义,与传统上按电量结算收入的方式不同,容量补偿机制和容量市场通常按有效联网容量结算收益,不考虑实际发电出力状态。全面放开经营性电力用户i发用电计划,推动其参与市场化交易,是电力体制改革的重要举措。经营性电力用户的全国用电量的八成,这意味着相当水平的发电量和更多种类、更大数量的电源侧主体将不可避免地参力零售商(售电公司等)和用户进行交易(图表5)。表5电力批发市场及零售市场示意图发电厂户。/132023/13双方直接进行电能量交易。一般电力用户由于体量较小,需要在电力零售市场中与售电公司进行交易,再由售电公司代理,间接参与批发市场。电力大用户也分。对比建设进度更快、体系更成熟。在省级电力市场之上,随着可再生能源和特高压输电的发展,省间电力交换正变得愈发活跃,省间电力市场建设也在稳步进行。目前,省间电力交易主要包括电能量交易和辅助服务交易(图表6)。图表6省间电力市场结构全国省间电能量交易…………有跨省跨区送受电国家计划、地方政府协议等发展形成的中长期市场化交易,二是利用省间剩余输电通道完成的省间现货交易(国网经营区)或一体化的区域现货交易(南网经营区)。多数省间电能量交易发生在受端电网与送端电网或电源之间,少部分交易为用户与电源的直接交易。与电能量交易不同,省间市场化辅助服务交易主要以区域为单位进行组织。目前,区域辅助服务市场交易的主要品种为调峰和备用服务,在南方电网亦有区域调频辅助服务市场的尝试。/142023/14改革重点2021年至2022年,在推进实现"双碳"目标和国际能源市场大幅震荡的大背景下,全国电力市场化改革进程取得5初步建成、到2030年基本建成成为2030年前电力市场化发展的总体目标,并将助推电力资源在全国范围内进一步优化配置。电能量市场方面,《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》推动燃煤发电原则上全面进入市场,速度和市场参电力现货市场建设工规则或开启试运行。国家电网《省间电力现货交易规则(试行)》发布,省间现货交易开启连续结算试运行。服务市场建设提供了纲领性指导。绿色电力交易方面,在2021年9月开展首批绿电交易的基础上,2022年《北京电力交易中心绿色电力交易实施易规则(试行)》分别发布实施,为实现规则化、制度化、常态化的绿电交易打下。进一步推动新型储能参与电力市场和趋势包括∶的交易体量将继续维持高位,煤电仍将发挥市场价格基石作用。市场交易主体将继续增加,部分约机制机制有望实现突破。现货电力交易方面,省级电力现货市场预期"十四五"期间全面建成,省间/区域电力现货市场将快速孵化。现货宽松。在中长期分时段交易完善后,现货价格将更好地传导至中长期电力中试水,新型储能的实际收益水平仍具有不确定性。电力零售方面,售电公司在用户入市和电网代购退出进程中将迎来更大的市场,不同售电公司的零售套餐将更具差异性,发售一体的售电企业在近期内仍有优势。交易品种、供给主体、分摊主体将扩围,调峰市场将与现货市场实现融合,调频、备用服务将市场化发展,无功和辅助服务新品种预计将以补偿交易为主。/152023/15容量方面,可再生能源比例较高且现货市场试点较为成熟的省份有望推广容量机制,价格形成机制预计以行政定价为主,但有望向分时段精细定价演化。此外,在输配电方面,预计输配电价格继续下探空间有限,源网荷储、微电网等渠道将是探索解决增量配电网发展问题的新途径。01中长期市场将迎来更多市场主体,交易占比维持高位,随着市场化的推进,未来更多的优先发电电量和经营性用户都将逐步进入市场,中长期交易电量在当前基础上将户全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量90%的要求,燃煤发电企业的月度及以上周期合同签约电量比%。降低电力市场准入门槛,促进各类型主体进入市场,对于提高电力市场活跃度非常重要。中国2022年提出建立市场主体。当前,中国参与电力市场的主体主要是煤电企·发电侧,当前煤电已全部进入电力市场,新能源、水电、核电电站的部分电量也参与市场交易;后续将逐步引导各类电源有序进入市场交易,由优先发电计划逐步转变为电力中长期合同或差价合约。在发电侧,特别对于增量的风电、光伏等电源,加大市场化进程以实现新能源更大规模的消纳。·在用户侧,当前较大规模的工商业用户通过大用户直购或者售电公司代理的方式参与电力市场,小用户基本上仍由电网企业代理购售电。政策要求分批次推动经营性用户全面参与市场,社会资本将继续进入售电业务,售电公司的构成将更加多元,形成更加有效的竞争,由电网企业代理的中小工商业用户将逐步由市场化售购电价格的1.5倍执行。展望未来,更多的新型市场主体将进入电力市场,它们将在电力市场中发挥重要作用。通过中长期分时电价或现充分激发和释放用户侧灵活调节能力。2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/16/172023/17能尽管中国非化石能源装机已超过50%,但按发电量计算煤电仍占大头,2022年,中国煤电在发电量中的占比约为价,其它电源类型如新增可再生能源,也以煤电基准价作为定价参考,从而使煤电成为中国电价的基石。燃煤发电标杆上网电价/基准价上网电价浮动上限上网电价浮动下限中长期年度成交均价0起2021年取消燃煤发电标杆上现货市场网电价,改为"基准连续结算试运行动"机制, 电标杆 20182019202020212022年份来源∶广东省发改委,广东电力交易中心,落基山研究所煤电价格的基石作用主要在以年度合同为主的中长期交易中得到体现,因为年度合同主要以未来一年平均煤价进行定价,年度合同的高占比以及合同电量结算时遵循的"照付不议、偏差结算"的原则保证了年度平均电价的稳定。长期来看,由于中国以煤为主的能源资源禀赋,煤电在保电力供应方面的作用尚无法替代,决定了中国以煤电为主的电源结构特点不会改变,以煤电价格为价格基石的趋势将长期延续,但也发生着缓慢的变化∶·煤电的价格调整更加灵活o随着煤价波动加大,中国将逐步放开煤电中长期价格的浮动上下限,而现货价格则不受浮动上下限的限制,预计在3-5年内中长期的浮动限额将逐步放开,中长期价格和现货价格实现完整衔接,从而使煤电价格与煤炭价格挂钩联动,煤电基准价的作用将逐步消失。·现货市场定价机制对中长期价格产生重大影响o现货市场真实反映了电力的实时价格,也发现了电力供需的基本规律,现货市场的平均价格将逐步成为中长期交易价格的参考。随着中国电源结构的变化,其它电源特别是新能源在某些时段对电价的影响显著加强。以山东为例,随着光伏比例的增加,山东省"鸭形曲线"效应中长期交易中分时段曲线推广后,现货市场发现的这一现象将会影响中长期定价,中长期合同按时段划分时中午时段电价将显著降低。/182023/18·长期来看,电价由新能源、煤电综合成本(含碳成本)竞争形成o一方面,新能源等可再生能源更大规模的发展,以及进入电力市场的比例增加,与煤电将形成竞争态势,煤电不再是唯一的定价机组;另一方面,随着碳市场的加快建设,叠加碳市场成本后的煤电竞争力将消退,可能带来可再生能源更大的竞争优势。在现货市场中,新能源发电比例较高时段,完全由新能源进行定价;在中长期合约中,平均电价将是新能源成本、煤电形成。/192023/19前,国内中长期交易以年度和月度合同为主,多年合约的应用十分有限,这实际上是更偏向于化石燃料发电的一种机制格局,一定程度上反映了电改从煤电起步的事实。对于变动成本占全成本比重较大的化石燃料发电机组而言,年度及月度合同有利于及时传导燃料、碳排放等可变成本的变化。相反,若提早锁定多年价格,如果没有资成本占比很高的可再生发电机组而言,提前锁定多年价格更有利于确保初始投资成本的回收。等新能源富集省(区),最低保障收购年利用小时之外的电量已进入市场化交易。随着新能源装机的进一步增长,中国对于新能源更大规模参与电力市场交易提出了更高的要求。根据中国建立全国统一电力市场文件,要求引导新能源签订较长期限的中长期合同,到2030年新能源全面参与电力市场。根据该要求,部分省(区)逐步出台加大新能源入市的要求,按照新疆发改委印发的《完善我区新能源价格机制的方案》的通知,2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场,此类项目涉及新疆内部实际交易电价均为各时段场,意味着"保量保价"(保障消纳+标杆上网电价)为主的经营模式将改变,将带来经营风险的显著增长。新能源参与市场的主要风险包括∶一是在年度长协这样的长周期机制中,由于煤电电量在大部分省份仍占主导地位,新能源定价通常锚定煤电的年煤电定价看动力煤的定价思路。但是,动力煤并无多年期货市场,因此导致煤电价格以及新能源电价也只能一年一定,新能源无法提前锁定收益确保覆盖初始投资成本。二是在现货市场这样的短周期机制中,新能源的发电特性将导致"价格踩踏"。新能源发电具有同时性与反调峰特性,光伏比例较高地区,中午时段将发生电力大量富余与电价的快速下降;风电也具有同样的特性。光伏和风电的扎堆发电,将导致新能源发电时段相互的激烈竞争,导致其在中长期和现货市场中均难获得高电价。该问题对于光伏更加明显,据初步统计,进入2022年国网省间现货市场交易的光伏平均电价仅为0.2元/kWh,2显著低煤电基准价。三是无论在长协还是现货市场中,新能源的随机波动性都导致了报价策略和偏差管理的困难。新能源功率的可预测性与发电可调性较差,而较为精准的出力预测是新能源合理制定中长期+现货市场交易策略的基础,否则很电偏差,反映在中长期市场上就是要承受一定额度的偏差考核;而在现货市场上,相当于按现货价格买入偏差电量履约,可能带来较大的损失。新能源参与电力市场,打破了以往相对稳定的经营模式,以前相对确定的投资决策和资产评估方式将不适用,新能源企业需要调整财务收益与资产评估模型,从相对固定的收益模式过度到应用不确定模型,将带来新建项目投资决策以及现有项目资产评估的困难。/202023电力市场化改革洞察/20年期以上的电力中长期合同,要求探索建立多年合约价格调整机制,如果多年合约与实际市场价格偏离较大时,购协议。作为参与第一批全国绿电交易试点的电力用户代表,万国数据在南方区域绿色电力交易签约仪式上与中广核新能源投资(深圳)有限公司签署了绿色电力合作框架协议。在该协议中,万国数据计划在未来色电力,合计采购电量不低于20亿千瓦时。2022年5月,巴斯夫广东湛江市一体化基地与博枫签署了中国第一份25年期固定价格可再生能源电力采购协议3,以平准化度电成本(LCOE)为标准对再生能源项目进行定价。断,都会影响买卖双方对于合同周期和定价方式的选择。在过去两年的实践中,多年合约的标准化程度并不高,一方面反映了市场参与主要现象∶·绝大多数多年合约仍然以锚定煤电价格的方式逐年定价。根据我们对绿电买卖方的调研,目前可再生多年合色权益、折扣等方式后约定一定的浮动比例或空间。但因为存在煤电市场化价格一年一定的问题,这些合约实际上并无法直接约定未来价格绝式,今后的每一年再根据当年煤电市场化价格核定当年绿电价格。目前,燃料成本、电力市场结构、绿色权益价格等因素都缺乏明确的长期政策,也没有相应风控手段,因此买卖方式除了无法在合约周期内锁定期之后重新寻找买方,与建成年份更晚、成本更低的可再生项目竞争的问题。可再生项目投资和运营特征,但按照这个方式定价的且已经签订的合约比例很低,一般更为跨国电力用户熟悉,本土工商业用户普遍缺乏深度了解。我们预计,随着可再生成本进一步下降,且越来越多的绿电采购方要求与新建项目签订合约、满足额外性(additi0nality)需求,以LCOE定价的方式会逐渐被更多市场参与者接多年合约目前仍然普遍需要场外合同或者协议作为补充。目前,交易中心场内的标准化多年合同普遍而言比要在场外另外签署协议,从而在交易方式、价格调整方式、风险承担方式等方面约定更多的定制化条款。随着多年购电协议适用场合增多,交易电量稳步增长,为了满足需求的增长,我们预计场内标准化合同将进一步完善,多年购电协议将从场外逐步转向场内。/212023/21步推广由于电力生产的实时平衡特性,不同时段的电力电量价值不同。但中长期合约不进行实时交易组织,因此需主要通过分时段电量和价格曲线来体现不同时段电力价值。然而,由于国内现货市场机制仍不健全,大部分省份仍普定合同期内总电量和同一电价,执行时发电曲线仍由交易机构、调度机构按一定规则进行分解,所有电量按照中长期同一合约价格执行。不分时段的中长期交易弊端很多∶首先,按同一价格无法准确体现电力的时间价值,无法激励发用电双方依据价格进行发用电管理。其次,不分时段的中长期交易,在电力平衡方面由电网整体平衡,通过交易双方发用电曲线用没有发挥。所以参照现货市场价格划定中长期分时段曲线非常重要,当前在山随着各省级现货市场的加快推进,中长期市场进行分时段交易,以实现与现货市场的衔接,将是大势所趋。政府在中长期交易的相关文件中,均要求进一步扩大分时段交易范围与电量比例。分时段交易组织方式将更加多样,双边协商、集中交易(包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易)等各类中长期交易方式中,均可以灵活组织开为主。具备条件的省份,进一步将分时段交易逐步细化至月内,实现按旬、周定期开市,从而实现与现货市场无缝衔接。段中长期交易机制山西2022年已经开展中长期分时段交易,这是一种与电力现货市场不间断结算试运行一体协调的中长期交易机制,其关键是将每日的中长期合同按小时分为24个时段,以每个时段的电量为交易标的,相当于每天开设了24个电量依次组合形成的阶梯式曲线即为中长期交易曲线。集中竞价统一出清价格为参考,市场主体自主申报购、售电量和电价,成交顺序求量。/222023/22东分时段交易具体而言∶则进行分解。争交易,其中双边协商、挂牌交易机制不变,月度集中式。月度集中竞争交易标的为次月24小时的分时电量,成交电量按照月多日集中竞争交易采用分24小时分时段交易的形式。中心,广东电力交易中心,落基山研究所06现货市场加速推进,预期十四五期间省级市场全面建成建设工步推进的基础上,最后实现所有省份覆盖。文件要求第一批试点地区2022年开展2022年一季度上报建设方案,预计2023年启动试运行。在总结各地电力现货市场试点经验基础上,11月25日,国家能源局对《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》公开征求意见,提出了省内、省间电力现货市场的基本规则,确立了各为实现现货市场从试点向全国推广创造了条件。目前,试点省(市、区)现货市场试点建设取得了一定成果,但呈现出进度参差不齐的状态。首批省级试点中,8个电力现货市场试运行。一、第二批部分省级现货市场试点建设进展及特征新能源10%的电量以"报量不报价"的方式参与,被动接受市场容量补偿收益新能源以"报量不报价"的方式参与,首推虚拟电厂以现货市场响应新能源报量报价的方式进入现货市场;日前市场预出清不结算,实时市场出清结算;分两个价格区域,各个区域采用用户侧作为参考结算点电价。包括日前现货交易和实时现货交易,现阶段现货电能量与辅助出清三次结试运行期间日均现货出清电量约10亿千瓦时,度电最高价1.5元,度电最低价0.1元ii新型储能系统指除抽水蓄能以外的其他所有储能2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势Tmi.0Tg/23/242023/242022年11月,完成第试累计出清电量35.66亿千瓦时,交易均价较中长期交易价格有2022年11月,完成第试价格低,反映了不同时段、不同地区电力供来源∶各省能源局,落基山研究所随着现货市场的逐步推进,未来全国统一电力现货市场将逐步完善。在覆盖广度上,省间-省内两级市场协同运行,省级电价壁垒打开,通过现货市场提供的价格信号促进电力资源在全国范围内的优化调配;省内现货市场基-实时三级市场结构,现货市场促进电力平衡和电价发现在机制更加完模的工商业用/25202/25国网省间南网区域国网省间南网区域在现货市场建设的初期,为了限制市场力的滥用(如供电紧张阶段恶意保留发电容量),同时应对燃料供应突然中中国对现货市场设置了价格上限(价格帽,见图表9)。图表92022年国内部分现货市场报价价格帽110,00011,500蒙西山西蒙西山西山东广东甘肃1,5001,5001,500665001,0002,000来源∶各省电力交易中心,落基山研究所3,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000整体来看,除国网省间和蒙西外,国内其他地区现货市场价格偏低,而欧洲、美国现货市场限价则更高。国内与欧美存在价格帽限价差异的主要原因是定价机制不同,中国的价格帽根据最高可能出现的机组边际成本进行设定,欧美主要基于机会成本进行定价。尽管价格帽的设置削弱了发电厂商行使市场力抬高价格的能力和动力,也减轻了用电主体价格突增的风险,同时降低了监管的难度,但是削弱了现货市场价格发现和资源调配的作用,抑制了对长期投资的激励作用,不利于虚展望未来,中国将根据实际情况逐步放宽现货市场限价幅度,价格帽将逐步提高。因为随着新能源比例的逐步上升,发用电平衡难度也将同时增大,这一点客观要求现货市场在价格发现方面发挥更大的作用。但国内价格帽与国际水平比较大概率会持续维持在相对低的水平。理论上,即使90%左右的电量通过中长期合同锁定了价格,现货市场对电能量市场价格形成仍将起到重要的作格。按照现货市场的结算机制,中长期交易价格向现货市场靠拢,是规避中长期合同风险的有效方式。因此,现货市场中发现的电力价格和分时价格规律,将影响中/262023/26长期交易的合约电价。未来几年内,随着中长期分时段交易以及中长期价格限制逐步放开,现货市场在价格发现目前,中长期交易的限价政策以及未普及分时段交易,仍限制着现货市场充分发挥定价作用。从图表10可以看西等省份现货市场年度均价相对煤电基准价上涨超过20%,而在用电紧张的月份(如7、8、9月),现货市场均价比年均价更高出10%,但由于中长期市场的20%上下浮限制,现货市场价格无法完全有效传递至中长期市场,导致电能量价格的扭曲。同时,在分时段中长期未推广阶段,现货市场发现的价格分布规律 (如光伏带来的鸭形曲线)也难以在中长期反映,对于合理平衡发用电需求,促进灵活性资源参与调节的作用不明显。图表102022年国内部分现货市场电价情况煤0000来源∶兰木达电力现货,落基山研究所/272023/2708省间与区域现货市场初见雏形,有望进一步促进可再生易规则(试行)》,规则提出了国网区域省内现货市场与省间现货市场按照"统一市场、两级运作"的方式布置。相对省内现货市场的全电量出清模式,省间电力现货市场采用的是增量电量出清模式,是在省间通道既有中长期电量上的增量交易,以最大限度利用剩余省间通道,优化提升省间比均达到约9成,切实促进了可再生电力在更大范围内优化消纳。kWh,受持久高温、用电需求增力短缺,省间现货市场购电需求增长明显,而送端省份由于保供压力可外送能力减小,形成供不应求的省间市场形势,推动省间现货市场价格大幅上涨。第三季度与国家电网经营区不同,南网区域通过建设一体化的区域电力市场实现省间电力交易,区域电力现货市场是区试海南两省区纳入南方区域电力现货市场运行范围。供需紧张起到了有效作用。2022易最大功率达到1900万千瓦7,有效支援了缺电省份。同时,跨省交易也搭建了省间电力价格流动的桥梁,真实反映了电能的时空价值,电价日内曲线呈现出明显的单峰单谷特性,而年内显示出明显的季节性差异,为全网电力资源优化配置提供了全局价格信号。/282023/28难达到理论获得容量补偿,是储能重要的收益来源。根据山东电力交易中MWMWh交易电量已超过2亿千瓦时。但是,储能参与现货市场交易,收益明显普遍低于理论计算值,主要原因有三个∶·峰谷电价难以预测。现货市场中日内电价峰谷差波动较大,电价低值和高值事先预测难度大,新型储能难以制定准确的运行策略,当日储能充放电价阈值设置不合适,可能导致新型储能当日错失充放电机会,或者不能实现在电价最优点充放电,导致储能收益明显低于理论收益。此外,未来随着储能资产增多,也将进一步平滑日内负荷曲线,大概率压缩日内电价峰谷差,从而进一步限制储能充放的收益幅度。平均峰谷电价差并无显著高于储能度电成本。根据图表10,山东的年分时平均峰谷差仅略高于0.4元/kWh。据我们的行业调研,新型储能中间磷酸铁锂目前度电成本最低,在0.45-0.65元/kWh,其它省份的年分时平均峰谷差也并无显著高于储能度电成本。同时,储能峰值电价具有尖峰特性,并不能保证储能全部以尖峰电价放电,也造成储能收益大打折扣。价时代,用户侧储能一般按照晚低谷充电、早高峰放电;下午平段充电、晚高峰放电的"两充两放"模式进行电价套利,以加快成本的快速回收。但新能源特别是光伏的快速发展,改型日基本只具备一充一放的条件,储能成本回收周期将拉长。随着光伏更大规模发展,未来日内单次充放将是长期运行模式。电量(TWh)会用电量比例电量(TWh)会用电量比例商业用户逐渐全面进入电力市场,市场交易电量大幅提高。我们预计,2023年市场化交易电量将同比增长14%,达到60000亿千瓦时左右,占全社会用电量65%,持续创下新高。-2023年市场化交易电量及占比市场交易电量占比002017201820192020202120222023e%50%40%30%0%0来源∶中国电力企业联合会,落基山研究所在市场交易电量中,绝大部分都是用电主体通过售电公司代理购电,其次是通过电网企业的代理购售电,剩下为然选择直接在批发市场购电的大工业用户。2023年,我们预计这三部分交易电量占全社会和5%左右的水平。未来,我们认为售电公司代理购电比例会进一步提高。电网代理购售电仍然是目前众多中小型工商业企业的电网代理购售电范围,由售电公司进行代理是大势所趋,我们预计到2025年目前由电网公司代理的工商业用户将基本实现大工业用户转向由更为专业的售电公司进行代理购电。2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/29/302023/3011售电公司"洗牌"持续,短期内发售一体企业优势维持,售电公司虽然将迎来总体代理购电规模进一步扩大的利好,但也将受到更严格的监管。受到电力市场化改革利好的刺激,2016年以来,售电公司数量井喷式增长,从当年5月份的559家急剧增至年底的5410家,但由于电力市场法》,与原有规则相比,新办法更加注重对售电公司的风险管理,对连续3年未在任一行政区域开展售电业务的售加强管理,售电业务经历了一轮"洗牌"。2022年8月,因三年内未开展业务等原因,广东266家售电公司被强制退全省比例近45%。这仅是中国售电公司主体变迁的一个缩影,而根据北京电力交易中心网站,2022从严,售电公司也将迎来更激烈的竞争和淘汰。现货市场的推广要求售电公司降低运营成本,并提升价格预测和风险管理能力,通过更低的电价和更好的服务争取客户,采用中间商挣差价的商业模式将难以维系。预风险管理能力和客户服务能力的售电公司将做大做强,而简单依靠挣差价的售电公司将逐步消亡。业技术、客户渠道等先天优势,发电央(国)企在售电公司中占有重要地位,它们构建了发电-售电一体化的模式,、国电电力售电营收均超过千亿元,居于售电公司营收展望更长远的未来,随着现货市场推进、风控要求提高,我们判断售电公司单一的代理购售电模式将向更多其它增值业务扩展,增值业务成为主要的利润增长点,主要的增值模式包括∶充分识别代理用户的负荷特性,增强代理用户之间用电曲线互补性,形成更优的现货市场报价策略,能提升防控电价风险的能力,降低用户侧的购电成本;有效组织代理的用户侧灵活性资源特别是分布式储能和电动汽车,建立灵活的虚拟电厂商业模式,参与现货获得额外收益;在用户侧扩展能源数字化管理、设备代运维、分布式能户痛点问题的基础上,将对售电公司专业能力提出非常高的要求。/312023/31江省电力零售套餐为例,主要分为固定价格套·固定价格套餐是指售电公司与零售用户约定固定结算价格的零售套餐。固定价格套餐能为用电客户有效控制电价风险,批发市场价格上涨时,无需承担涨价风险,但下降时也无法享受降价收益。该套餐下用户电价波动。·在比例分成套餐中,售电公司与零售用户约定分成基准价和分成比例,参照月度交易均价进行收益分享、风险共担的零售套餐。该套餐特点是合同期内电价随市场价格变动,批发市场价格上涨时,承担部分涨价风险;·在市场价格联动套餐中,售电公司与零售用户在交易均价基础上约定上浮费用或下浮费用作为交易结算价格随着现货市场的深入推进,批发市场上的价格波动加大,尽管售电公司可以通过专业化运作以及代理用户的调节作用,降低一定的市场风险,但成本侧风险的增大仍不容忽视。未来,售电公司的套餐设计将更多反映价格风险因素,根据用户不同的风险偏好,提供不同的套餐模式,在价格方面需考虑一定的风险溢价,即用户由于规避价价格波动风险,定价将在平均定价基础上增加风险溢价。而市场价格联动套餐使现货市场价格信号有效传递至用户侧,能促进用户侧管理用电习惯,平抑电力系统的供需波动,是政策鼓励的套餐方式,不需要支付风险溢价。而比例分成套餐实现风险共担,助服务市场13新版"两个细则"呼应新型电力系统建设,新增适应新2021年3月,中国提出建设"新型电力系统",以应对新能源发展带来的电力平衡和电网运行安全问题。构建更加完善的辅助服务补偿机制和市场交易机制,对于解决新型电力系统诸多问题具有非常积极的意义。2021年底,国家能源局发布了新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》(以下简称"两个细则"),这是自2006年以来进行的首次修订。修订"两个细则"是为了适应新能源大规模发展和电力市场化改革加快的现实需要,对于增加电网急需的辅助服务品种,扩大辅助服务参与主体范围,建立更加公平的分摊或者市场化机制具有重大的意义。"两个细则"发布后,2022年南方、华东、华北、西北等区域都根据"两个细则"的基本原则修改了辅助服务实施细则,重新确定了辅助服务的整体框架。随着电力系统中新能源和电力电子设备比重大幅增加,传统辅助服务(如调频等)需求增加的同时,需要新增辅助服务品种∶新能源的出力波动性问题,可能带来某些时段电力系统发用电严重不平衡,如黄昏时段光伏整体快速降出力导致电网发电不足,需要配套爬坡辅助服务品种,以激励各主体快速升出力;随着新能源大规模替代常规同步电源,电力电子设备并网比例进一步增加,将降低电网同步转动惯量,带来频率稳定性下降问题,需要建立惯量辅助服务品种,支持新能源渗透率较高的时段,具有转动惯量的主体尽可能并网运行,以提供响应系统频率变化率的快速正阻尼。2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/32/332023/33展,其他辅助服务品种补偿机制优化调整购买辅助服务主要采用两种方式,一种是由各区域"两个细则"(主要是辅助服务实施细则)确定的固定补偿方式;另一种是市场化方式,如AGC调频、备用等具备市场化条件的辅助服务品种,各辅助服务提供主体通过市场服务品种以及覆盖区域较少,仍以固定补偿为主。根据电力市场化改革整体要求,当具备市场化条件时,固定补偿的辅助服务将逐步转为市场化交易。调峰辅助服务将逐步与现货市场并轨个区域都出台了对调峰服务的固定补偿,华北、南方等区域,湖南、福市场中采用了调峰容量(按调节能力)、调峰电量(按实际调峰调用的电量)两种交易方式。调峰服务衡量的是电力在不同时段上的价格差异,但现货市场建立后可以更好地反映不同时段的电力价格差异,调峰服务与现货市场融合势在必行。新版《电力辅助服务管理办法》也适时提出"现货市场运行期间,原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种",各区域的辅助服务实施细则中也提出类似原则,国家能源局在《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》中要求"加强现货市场与调峰辅助服务市场融合"。随着现货市场试点推进与完善,调峰辅助服务将逐步退出。根据当前现货市场推进进度,预计第一批现货市场试点地区调峰辅助服务将于2024年之前与现货市场并轨;而第二批现货市场试点地区将在2025年实现与调峰辅助服务的并轨。2022年,各地区加快了市场化辅助服务的进程,除调峰外,当前已开展市场化实践的辅助服务品种包括调频辅助服务、备用辅助服务,部分地区(如广东)为了促进需求侧灵活性电源参与辅助服务的积极性,对需求侧资源建立了独立的辅助服务市场。方式,调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。按照原有调频市场的划分,一般将一次调频作为无偿调节,二次AGCAPC场化的比例较高,南方区域、山西、组一般按照综合调频性能情况确定出清顺序。其中,电化学储能等快速调节电源具有明显的调频优势,而风电、光伏等新能源调频性能较差。速调节作用,南方、华东等区域逐步将一次调频根据理论动作积分电量的大小进行分别处理,如将理论动作积分电量低于70%的一次调频部分仍作为无偿调节,大于70%部分作为有偿调节,有效提升机组参与一次调频的积极,9区域备用辅助服务市场建设加速。备用辅助服务是指为保证电力系统可靠供电,并网主体通过预留调节能力,在电网发电不足时响应调度指令增加出力的辅助服务行为。根据国内电网的物理特性,建设区域备用市场更经济,用市/34202/34日前交易过程中,服务买方省级电力调度机构申报次日备用需求曲线,服务卖方机组按照备用预留范围进行分档定备用电量报价、备用容量调用报价不超过所在省级电网代理购电价格的1.2倍,备日前跨省交易基础上,南网总调根据各省日内电力平衡和备用容量情况,组织跨省备用容量调整,调整情况事后新版"两个细则"增加了转动惯量和爬坡辅助服务。2022年,南方区域、华北区域均已经启动转动惯量补偿,但和西北区域,均已启动了转动惯量和爬坡辅助服务。随着新能源更大规模发助服务具备市场化的条件,未来将逐步进入市场。无功补偿方面,由于新能源缺乏无功和电压支撑能力,未来无功补偿的需求会持续增加,需要优化无功辅助服务的补偿方式,提升无功补偿的力度。由于无功就近平衡的特性,无功补偿辅助服务预期将保持非市场化或有限市场化的补偿形式。专栏专栏2广东需求响应辅助服务随着电力系统发用电平衡难度增大,促进需求响应参与辅助服务非常必要。但在一般的辅助服务市场上,由于竞价限制明显,不足以激励需求侧资源参与响应;同时也因为需求侧资源颗粒度小,难以响应调度的指令。为了促进需求侧的参与,2022年4月,广东电力交易中心发布《广东省市场化需求响应实施细则(试行)》,通过更高的价格激励以及负荷聚合等方式,促进需求侧资源进入电网调节。广东需求响应市场具有以下特点∶一是大幅扩大了响应主体,扩展至具备直控能力的直控型虚拟电厂(10兆瓦以上)和非直控型虚拟电厂(0.3MW以上);二是主要针对需求响应的削峰作用,体现需求响应在提升电力系统安等多方式的结算方式,既建立长效稳定收益方式促进需求响应的投入,又通过即时竞价方式激励需求响应资源的充分动作。作,尽管也采用了竞价模式,但仍停留在当地营销专项工作层面,并未形成连续运行的市场机制。随着电力系统灵活性资源稀缺性更加明显,需求响应市场化程度将提升。/352023电力市场化改革洞察/35,服务成本开始向下游传导车充电网络等新型主体,只要能够响应电力调度指令都可以参与辅助服务调节,主体扩维能有效调动负荷侧的灵活性资源,大幅降低整体辅助服务成本。辅助服务准入门槛将逐步降低,包括更多主体种类、更低的装机规模要求、以及在调度关系上限制将越来越少,但是不同辅助服务品种适应的主体又各有差异∶调峰辅助服务(与现货要求新能源配置调节装置后参与一次调频和二次调频;爬坡辅助服务适用于常规电源、新型储能等;转动惯量适用于常专栏3专栏3各区域辅助服务参与主体南方区域,包括风电(大于10MW)、光伏(大于10MW)、新型储能(10MW/1小时以上)和直控型可调节负荷(不MWMW于1小时)都增加进入参与辅助服务的范围,调度层级上条件,可以从电源侧、负荷侧独立出来,按照公用电储能方式参与并网运行考核和辅助服务补偿。自构指令的传统高载能工业负荷、工商业可中断负拟电厂等形式聚合)。以前,辅助服务费用仅在发电侧进行分摊与补偿,是发电侧基于"奖优罚劣"的零和游戏,且奖惩力度并未准确反映辅助服务的稀缺性,既难以激发发电侧参与辅助服务的积极性,更难以调动其他更广泛的资源进入调节。新版"两个细则"确立了市场化补偿形成机制以及建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制,电费账单中单独列支电力辅助服务费用,实现了辅助服务费用向用户侧的疏导。辅助服务成本的时候,尽量考虑合理的分配对象。南方区域规定,主要由新能源快速降出力带来的爬坡补偿费用由新能源发电企业按照预测偏差比例分摊;直控型可调节负荷参与的调峰(削峰)补偿费用由市场化电力用户按当月实际用电量进行分摊;而其他品种补偿费用由发电侧并网主体和市场化电力用户按照辅助服务费用;为特定/362023/3616辅助服务市场利好新型储能,但难以成为其主要收入东省新型储能参与调峰,可以获得0.792元/kWh的补偿;广西新型储能参与调峰,补偿标准约为0.396元/kWh;通过市场化方式向用户侧疏导,将部分解决新型储能商业模式不健全的问题。由于以电化学储能力,能在辅助服务市场或者固定补偿中获得较大的份额。当前,在山西、广东的调频市场上,均有电化学储能电站获得良好收益的案例。根据国家能源局的解读,电力辅助服务费用可能达到全社会总电费的3%以上13,市场空间巨大,对于新型储能的发展将形成较大支撑。但是辅助服务只能作为新型储能收入的部分来源。一方面,辅助服务需求与电量增长非线性关联,市场规模有限;另一方面,辅助服务市场本身存在很大的竞争,可调节负荷、火电灵活性改造等投资较低的辅助服务资源的进入,对新型储能造成很大的替代风险。新型储能在辅助服务市场中获得绝对竞争力,仍取决于技术的成熟与成本的快速下降,以及调节要求(如响应速度、调节速度等)的进一步提高。份山东和广东作为电力市场化改革的首批现货试点省份,率先在全国范围内建立了容量机制,以保障电力系统的容性。14,15两省目前的容量机制均属于固定容量补偿模式,通过从用户侧按照用电量(单位∶kWh)收取固定容量费,然后在发电侧按照有效容量(单位∶kW)进行分摊补偿。相比较而言,在发电侧,山东的容量补偿对象不限于火电机组,储能和风光新能源也被纳入其中;在用电侧,山东对工商业用户全电量收取补偿电费,而广东仅零边际成本的新能源大规模进入现货市场的趋势下,国内推广容量机制的意义在于对现货市场的补充_通过给予边际成本较高出清困难、但能提供系统充裕性的机组一定程度的固定成本补偿,使其有经济性地留在电力市场中、在电力短缺时提供向上调节能力。以山东为例(图表12),伴随"十三五"期间波动性新能源的大量并网,煤电利用小时数在2016至2020年间震荡下探6.2%;尤其从2021开始,山东电力现货启动不间断试运行,全部煤电和新能源机组进入市场,煤电小时数继续降低到4361小时(2022年)。在此背景下,山东电力现货市场容量补松时可以选择停机备用、维持基本开销,而在迎峰度夏度冬等电力供需紧张期间并网运行,达到保供目的。图表12"十三五"和"十四五"初期山东煤电、风光发电情况对比风电发电量占比光伏发电量占比煤电利用小时数16%002016201720182019202020212022来源∶中国电力企业联合会,落基山研究所2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/37/382023电力市场化改革洞察/38流,且有望进一步分时段细化十四五期间,行政定价的容量补偿模式仍会是最可能推广的容量机制。国内电能量市场仍处于试运行阶段,如果机制电及水电等充裕性电源建设仍为行政手段主导,尚不需要容量市场传递产能扩张的投资信号。鉴于系统充裕性问题已经在局部地区显现,综合考虑电力市场成熟度和用户侧价格波动承受能力,行政定价的容量补偿模式是短期内符合现实需要且易于执行的容量机制。具体而言,容量补偿水平将参考充裕性机组的固定成本进行核算,且有望根据电网供需状况进一步分时段细化。例如,山东基于已有火电机组的固定成本,于2020年核定从用户侧收取的容量补偿电价标准为0.0991元/kWh(含税)。而从2023年起,山东引入基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式,将用户侧原有的固定容量费率细化量费率(图表13)。16此举旨在引导电力用户削峰填谷、错峰用电,改善电网供需状况,而分时峰谷价格系数及执行时段预计将根据省内现货市场价格信号以年度为单位进行调整。图表13山东基于峰荷责任法的容量补偿费率(2023年起)与原费率对比冬季(1和12月)春季(2-5月)夏季(6-8月)秋季(9-11月)001234567891011121314151617181920212223小时来源∶国网山东电力公司,落基山研究所中远期(自2030年左右起),在电能量市场不断成熟和高比例可再生能源接入的前提下,容量机制可转向容量市场等经济效率更高的市场竞价模式。Tmi.0Tg/392023Tmi.0Tg/39量市场发展趋势除山东和广东容量机制外,图表14所列的其他机制均属于调节容量辅助服务市场的范畴,了解其推出的背景和目的有背景下,通过市场手段对煤电机组进行补偿纾困的一种方法,同时为新能源提供了额外的"配储"途径。伴随风、光等新和西北地区近年来均面临新能源弃电率高升、电网消纳能力不足的问题,而调峰/解决这一问题。与容量电价机制相反,调峰/调节容量市场激励的是机组向下调节的能灵活性改造和相关灵活性资源建设。因此,这一机制很可能在新能源占比较大、煤电灵活性改造滞后的地区得到进一步推广。图表14各省容量价格机制和调节容量辅助服务市场对比iii策发包含"容量"机制山东,2020.4(第一版)2022.11(最新版)电力现货市场容量补偿促进发电机组收回容量成本卖方∶火电,储能,风电,光伏∶全体工商业用户用户侧全电量按分时段费率收取容量补偿,发电侧按机组有效容量分摊补偿;月度结算省发改委核定,现行补偿标准为0.0991元/千瓦时 (含税)广东,2020.11电力市场容量补偿费用促进市场化机组固定成本回收,保障电力系统长期容量的充裕性卖方∶燃煤和燃气发电机组用户侧中长期合约外电量按固定费率收取容量补偿,发电侧按机组有效容量分摊补偿;月度结算省能源局核定服务市场云南,2022.12 煤电调节容量市场疏导煤电企业成本,拓宽新能源配套储能解决途径卖方∶烟煤无烟煤发电机组∶风电和光伏电站双边协商,燃煤机组额定容量的40%参与交易,鼓励配储不足10%的风光电站购买买卖双方在220元/(千瓦·年)±30%区间范围内自主协商形成;未购买调节容量且未配储能的新能源项目按清洁能源市场交易均价的90%结算华北电网(京津调峰容量市场促进火电灵活性改造,促进新能源消纳买方∶风电,光伏,未中标火电机组市场运营机构计算调峰容量需求;卖方单边竞价、边际出清;买方分摊承担费用;日清月结市场运营机构核定申报价格上下限,卖方在价格区间内单边竞价形成边际出清价甘肃,2022.9(征求意见稿)19调峰容量市场交易补偿火电机组灵活性改造成本和电网侧储能投资建设成本卖方∶火电机组,电网侧储能买方∶风电,光伏,水电,未中标火电机组,市场化用户西北电网,2022.11(征求意灵活调节容量市场促进灵活调节资源建设,促进新能源消纳节负荷来源∶各省区能源主管单位,落基山研究所iii截至2022年底,全国共有六个省份或区域推出了包含"容量"的电力市场机制,但许多机制虽然名为"容量",根据其建立目的和运行方式分析,并不应纳19多种储能资产或将重新纳入成本核算范围,输配电价继省级输配电价以三年为一个监管周期,目前第二监管周期(2020-2022)已经结束。对比前两个监管周期的输配kV020年的政府工作报告中费和输配电价格。图表15中展示了两个监管周期间的输配电价调整情况。图表15第二轮省级输配电价核定较第一轮核定调整汇总不满1kV200kV10% 陕甘宁青新西肃陕甘宁青新西肃夏海疆广广云贵海东西南州南四重川庆河湖湖江南北南西海苏徽江建来源∶国家发改委21,落基山研究所2023电力市场化改革洞察:面向市场参与者的20大趋势/40Tmi.0Tg/41202Tmi.0Tg/41公布。储能资产是否纳入输配电成本核算,将是左右新周期费率的因素之一。根据"准许成本加合理收益"的原则,准许成本的变动息来看,抽水蓄能和电网替代型储能iV的容量电费部分都可能融入到输配电价中,输配电价进一步下探的空间会缩小。·在第一和第二监管周期期间,有多次关于抽水蓄能和新型储能是否纳入输配电成本核算范围的政策变动和讨此后暂缓了相关投资。·2021年4月,抽水蓄能价格新政23发布,政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付,纳入省级电网输配电价回收,在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。此外,第二监管周期内陆续投产的抽水蓄能电站,其容量电费将会在核定第三监管周期省级电网输配电价时统筹考虑。此后,国家电网陆续重启抽蓄投资,并明确表示未来将大力推进抽蓄电站建设。24·2022年,新型储能容量电价机制进一步发展。国家发改委发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。电网替代型储能的容量电能通过输配电价疏导。iv电网替代型储能是指储能设施通过存储电力并在电网需求高峰时释放电力,以替代传统电网的峰谷电力调节,从而提高电网的容量。/422023/42增量配网改革的主要目的是引入非国有电网公司的社会资本进入配网资产领域,以提高配电网侧的竞争和服务点项目不是新的投资项目,而是存量配网转为增量配网。过去一段时期,试点项目的推进速度普遍不及预期,但也有一小部分项目进展较快。这部分进展较快的项目在投入运营前拥有优渥的先天条件,同时获得了行政上的大力支持。从先天条件的层面来说,虽然这些项目由民企而电网公司100%控股建设运营,但它们均拥有明确的供电范围和可观的用户负荷。从行政支持的层面来说,这键支持作用。综合增量配网发展的总体情况,我们认为增量配网改革进展速度不及预期主要有以下原因∶电网经营缺乏经验,没有对服务范围和用户进行提前规划。还有一些项目作为纯新增电网需要较长周期等待配入驻。网进入配电市场势必会改变当前的输配电运营格局,既有运营主体的态度会潜在地影响增量配网的推广进度。地方政府的大力支持,特别是支持协调与公用电网的关系,可以大幅度地降低试点项目推进的难度。三是配网业务在现行的输配电价形成机制中收益偏低,仍缺乏成熟的商业模型支撑持续的配网业务投资。目前没有将输电价格